Анализ работы технологии "Тандем" на Покамасовском месторождении НГДУ "Лангепаснефть"
2.6 Нефтеносность
Зоны повышенных эффективных толщин приурочены в основном, к средней части структурного носа Локосовского поднятия, где существовали наиболее благоприятные палеофациальные условия для формирования песчаных отложений.
Водонефтяной контакт залежи устанавливается по данным нефтепромысловой геофизики, результатами опробования и характеру насыщения керна.
ВНК в целом по всей залежи наклонен в направлении с юго-востока на северо-запад. В рассматриваемой северной, северо-восточной части месторождения положение ВНК отмечается на абсолютных отметках -2679 -2726 м.
В целом по залежи абсолютная отметка ВНК изменяется от -2668 (юго-восточная часть) до -2726 м (северо-западная часть).
В центральной части залежи при бурении эксплуатационных скважин установлен погруженный участок с водонефтяной зоной, на котором ВНК принят на абсолютной отметке -2679 -2690 м.
Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта ЮВ1 приведена в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Параметры |
Пласт ЮВ1 |
|
Средняя глубина, м Тип залежи Тип коллектора Абсолютная отметка ВНК, м Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м Средняя проницаемость, 10-3 мкм2 Средняя пористость, % Объемный коэффициент Начальное пластовое давление, МПа Давление насыщения, МПа Газосодержание, м3/т Плотность нефти, кг/м3: пластовой в стандартных условиях Вязкость нефти, мПа*с: пластовой при 20 оС Весовое содержание, % серы смол асфальтенов парафинов Фракционный состав, % вес. при t до 150 оС до 200 оС до 300 оС |
2742 пластовая, литологически экранированная терригеный-поровый 2679 - 2726 7,8 34,5 20 1,2 28,3 11,1 95 740 840 0,80 8,68 1,0 6,0 1,5 2,6 17,0 28,0 48,0 |
Нефти Покамасовского месторождения относятся к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов, к классу сернистых, малосмолистых.
По всей площади месторождения отмечается равномерное изменение свойств нефти от центра к периферии. Содержание парафина растет параллельно уменьшению плотности нефти.